底水断块油藏断裂绕障水平井设计——以彩南油田彩10 井区CHW05井为例

根据油藏精细描述在对彩南油田三工河组油藏剩余油储量现状及分布特点认识的基础上,优选了水平井布井区块,论证了水平井可行性, 优化了井位设计。在现场钻井过程中,采用综合录井、岩屑录井以及三维地质模型等多种技术手段实时监控,成功实现了断裂绕障施工,并达到了较高的油层钻遇率。投产后水平井产量达到了方案设计产能,取得了良好的经济效益。彩南油田断裂绕障水平井的成功实施, 为挖潜断块底水油藏剩余油开辟了广阔的空间。     

C2133井侧钻水平井完井技术

根据彩南油田采九井区的地质、油藏特点及侧钻水平井完井理论的研究结果，在彩南油田实施了侧钻水平井完井工艺，本文较详细的叙述了C2133井侧钻水平井完井工艺中所采用的完井方式、完井工具与设备及完井施工。系统的分析了该井完井中成功的经验以及存在的不足，对彩南油田下一步的侧钻水平井完井施工的完井工具及完井工艺提出了改进意见。     

应用地层测试和电子压力计试井评价彩南油田储层

近年来发展起来的油藏描述采用了静态研究(取心、录井、测井解释、地震资料模拟、化验分析)和动态研究(试油、试井)两种基本手段.本文应用现代试井的基本理论和方法,通过高精度电子压力计所取资料,采用高水平的解释软件(WTS/FC和Interpret/2软件)对彩南油田三工河组储层和西山窑组储层的渗流特征、产能、储集类型、水动力特征以及边界形态和封闭性进行了研究.试井研究表明,彩南油田三工河组油藏和西山窑组油藏属均质储层;三工河组油藏属底水油藏,而西山窑组油藏为边界水油藏;三工河组油藏底水活跃,能量强,渗透率高,驱油效率好,油水界面倾斜;并指出三工河组油藏无统一的油水界面的原因;西山窑组油藏储层渗透率低,泄油半径小,压裂是开采的必要措施;彩南油田的几条大的断裂均具封闭性,并指出油源的可能运移方向和运移动力.     

彩南油田水平井联合直井整体加密井网优化研究

准噶尔盆地彩南油田彩１０井区三工河组油藏目前的基础井网偏稀，单井控制储量偏大，造成水驱控制储量程度偏低，水驱效果较差，油田产量递减。应用数值模拟和运筹学最优化技术，充分考虑地应力、井间干扰、经济因素和井网井距，对彩南油田水平井联合直井加密的综合经济效益进行对比研究，寻找最少投资下可最大幅度增产的水平段长度和加密的最优井距。根据研究结果认为，底水砂岩油藏水平井加密具有投资少、抑制底水锥进和产量高的优势，可提高采油速度０．７％，提高采收率４．５％，增加可采储量２４．２６×１０４ｔ。所建立的井网优化设计数学模型适用于新开发区及老开发区井位部署     

彩南油田彩9井区西山窑组油藏井间动态连通性研究

彩南油田彩9井区西山窑组属于低渗-特低渗油藏,非均质性强,注采井网适应性差,储量动用程度低,水驱开发效果极差。准确的判断注采井间动态连通性,是改善油田开发效果的关键。针对彩南油田彩9井区西山窑组油藏,建立井间动态连通性模型。利用油田注采动态数据反演得到井间动态连通系数,绘制全区注采井间连通图。对比分析示踪剂和微地震解释结果,验证方法的准确性,并且分析表明该油田西部连通性存在明显的方向性,呈西北-东南方向。     

彩9井区西山窑组特高含水油藏CO2混相驱先导试验

目前彩南油田彩9井区西山窑组已进入高含水低产低能阶段,开井率仅为23.0%,即将面临废弃停产。为了提高该井区特高含水油藏产能,降低含水率,利用类比法、油藏工程及数值模拟方法,对彩9井区西山窑组油藏开展CO₂混相驱可行性论证及油藏工程设计,并进行先导试验。结果表明:先导试验区应选择小井距反七点井网的C2576井组,注入层位选择剩余油富集的J₂x₁^2-2小层,合理注入量为0.3倍孔隙体积(地面CO₂注入量为10 500 t),注气速度为30～40 t/d,注采比为1.1~1.2。现场试验证实,该井组累计注入4 529.7 t CO₂后,累计增油达到1 269 t,CO₂换油率达到0.27 t/t,取得了较好的增产效果。该研究可为彩南油田CO₂混相驱扩大试验和全面调整开发提供技术支撑。     

彩南油田石树沟群油气成藏规律

2002年10月彩南油田C125井在侏罗系石树沟群获得高产油气流,标志着准噶尔盆地东部地区该层系滚动勘探开发取得了历史性突破.石树沟群油藏在剖面上的跨度为360 m,储集层为薄互层砂体,横向变化快,油气层电阻率较低,是典型的低阻油藏,滚动勘探开发难度较大.通过对成藏机理分析,建立了彩南油田石树沟群成藏模式,认为断裂是油气运移的主要通道,大断裂对油藏的控制作用明显,断裂和砂体的搭配关系是油藏成藏的必要条件.     

钻水平井提高特高含水量的河道砂岩油藏采收率

大庆喇萨杏油田开采了40年,已经进入高含水开采后期.该油田属于典型的河流-三角洲沉积砂岩油田,非均质性严重,油藏水侵程度不均匀,剩余油分布复杂,但它的开发潜能很大.为了开采厚油藏中的剩余油,目前采取了选择性射孔、定位压裂、填充钻井、聚合物驱等方法,然而,在垂直井上使用这些方法并不能将厚油藏内的剩余油完全开采出来.基于水平井650m处的水平段产量达到100t/d的成功例子,运用侧向加积夹层预测技术,通过详尽的油藏描述和精确的剩余油描述避免了水平井的水侵,优化了水平井射孔技术.这表明,在喇萨杏油田钻水平井能够提高特高含水率的河道砂岩油藏的石油产量.     

水平井地质导向录井关键技术探讨

随着油田开发进入尾期,主力区块而含水普遍上升,开采难度空前提高,加之部分油藏物性不佳,难以形成有效的开采。为了有效解决这一问题,降低开发成本,最好的方式就是钻水平井或大位移井。而老区由于井密程度过高,越来越多的绕障被要求到钻井施工上,因此水平井地质导向录井技术受到了越来越多的重视。     

新疆彩南油田第1口套管开窗侧钻小井眼水平井完钻

由新疆局钻井工艺研究院在彩南油田承担的第一口侧钻小井眼水平井Ｃ2 133井 ,于近日顺利完钻 ,完钻井深 2 32 8.38ｍ。Ｃ2 133井是新疆彩南油田要求部署开发的第一口老井套管开窗侧钻小井眼水平井。该井地质情况复杂 ,井眼轨迹控制要求精度高 ,是彩南油田侧钻难度较大的 1口井 ,全井未采用钻铤及加重钻杆而可靠地提供了钻压。施工中 ,科研技术人员成功地解决了小钻具柔性强、工具难以控制和水平段有线随钻仪器在小钻具内的坐键问题。在水平段施工中 ,科研人员从强化钻井技术入手 ,确保了该井安全快速钻进 ,使各项技术指标达到设计要求。Ｃ2 …     

水平井堵水技术在彩南油田的应用

将从彩南油田三工河组油藏水平井生产情况、堵剂的室内试验、现场堵水设计及工艺等方面,分析水平井堵水技术的研究和应用成果,通过现场应用取得了明显的堵水效果。2008年根据彩南油田三工河组油藏开发调整方案,计划部署水平井12口,实际完钻投产6口,皆因CHW04、CHW15、CHW16三口井投产即高含水,其余6口井暂缓开钻。从2008年8月份开始,分成三步组织对水平井CHW04、CHW16实施堵水措施,工艺上主要采取保护油层、应用高强度颗粒堵剂封堵出水区域工艺,施工过程通过控制爬坡压力,确定施工规模,已取得初步成效。堵水后CHW04井由措施前含水100%降低到62%,日增产油量7.6t,CHW16井由措施前含水83%降低到56%,日增产油量6.3t,取得了明显的堵水效果。     

彩9井区西山窑组特低渗油藏高含水期加密调整试验

准噶尔盆地彩9井区中侏罗统西山窑组为低孔特低渗砂岩油藏,目前已进入高含水低产低能阶段,即将面临废弃停产的严峻局面。对彩9井区西山窑组特低渗油藏渗流特征及剩余油分布规律进行了研究,提出在油井井间剩余油富集带加密注水井以缩小注采井距、提高注采井数比以提高动用程度的调整方案,方案在先导试验井组实施并取得成功,为后续油藏全面调整开发提供技术思路。     

高密井网钻井防碰绕障技术研究——以准噶尔盆地陆梁油田LUD8173井为例

随着油气田开发程度的不断提高,老油田部署井网越来越密,在高密度的井网条件下,定向井和水平井钻进过程中防碰问题显得日益突出,采取有效的防碰技术是钻井施工成败的关键。LUD8173井是准噶尔盆地陆梁油田一口典型多井防碰绕障定向井,该井邻井数量多达十几口,防碰最近距离12.64m,靶前位移51.37m,防碰绕障难度大,施工风险高。对防碰邻井资料进行分析、模拟防碰数据、找出防碰技术难点和重点,优选出最佳防碰绕障方案、优化井眼轨迹设计、优选钻具组合和配合导向钻进技术,使得该井绕障顺利成功,井眼轨迹平滑,精确入靶,靶前距离50.03m,与实际相差0.15m。该井绕障成功,为相同类型绕障井防碰问题具有一定的借鉴作用。     

长庆马岭油田水平井钻井防碰绕障技术

长庆油田水平井在老油田部署较多，受施工地形条件和周围邻井限制，钻进过程防碰问题特别突出，采取有效的防 碰技术是决定水平井施工的成败。马岭油田是长庆油田公司20 世纪70 年代开发的老油田，南平1 井为马岭油田防碰绕障的 典型水平井，为保证施工质量和安全，对防碰资料进行了分析，找出防碰绕障的难点及重点，在施工前进行了相关模拟防碰数据 预算，优选出最佳防碰绕障方案。根据方案选择适当的钻头、钻具和工具仪器进行施工，按防碰绕障方案有效控制轨迹。使用 该防碰技术后，该井井眼防碰绕障非常成功，而且井眼轨迹平滑，做到了精准入窗，保证了后续施工顺利进行，提高了钻井速度。该技术在长庆马岭油田水平井推广应用效果明显。     

适于CDG凝胶调驱技术的有利条件——以彩南油田三工河组油藏为例

在充分调研了国内外CDG凝胶调驱技术现状基础上，根据彩南油田油藏室内试验评价，1999年在彩南油田三工河组：曲藏进行了6个井组为CDG凝胶调驱矿场试验，取得了较显著的经济效益，当年投入产出比达到了1：3．9，从而证实三工河组油藏适于注CDG凝胶，而且有必要继续实施此项措施以提高油田开发效益。     

彩南油田径向侧钻技术研究与应用

径向侧钻技术是在水平井技术基础上发展起来的一种新型钻采工艺。该工艺具有钻井投资低、油井产量高等特点,对于老油田的调整、挖潜具有重要意义。对彩南油田待侧钻井存在的问题进行了分析,制定了侧钻方案。由于对油藏的地质情况认识清楚,所制定的侧钻地质和工艺方案合理,在多口高含水率油井上进行了径向侧钻试验,经济效益十分显著,单口井的日产油量达到15～40t。     

结合CHW14井实例浅谈水平井事故预防措施

彩南油田彩参2井区属于开发老区,根据已钻井实钻情况反映白垩系地层疏松,泥岩段长易缩径、垮塌,白垩系上部地层漏失情况严重;目的层三工河地层压力系数低,微裂缝发育,目前目的层三工河组油藏处于高含水、高产出阶段,给钻井施工带来了难度,特别是水平井施工工艺复杂,极易发生卡钻事故,一旦发生卡钻事故,处理不好,损失巨大。通过彩参2井区CHW14水平井事故的发生、事故成功解除,以该井为例,总结出水平井施工过程中的事故预防措施,希望对该地区水平井安全施工能提供一些实践经验。     

小规模剩余油富集区人工串接开发技术研究及应用

针对极复杂断块油藏断裂系统复杂,特高含水期剩余油富集区储量规模小、单独钻井不经济的开发难点,通过跨断块多靶点定向井、跨断块水平井、绕锥水平井等多类型复杂结构井,人工串接零散的小剩余油富集区,实现极复杂断块油藏效益开发,矿场应用取得良好的开发效果,为同类型断块油藏提高采收率提供新思路。     

辫状河三角洲前缘储层构型分析——以彩南油田彩9井区三工河组为例

彩南油田彩9井区三工河组由于多年注水开采,油水关系十分复杂,如何提高油田开发效果已成为急需解决的问题。研究区目前开发阶段井网调整的关键是明确储层的叠置关系,即目的层三工河组二段2和3小层辫状河三角洲前缘储层构型单元分布特征。为此,首先分析彩9井区目的层沉积微相的岩电特征,建立沉积微相的单井识别标志,为进一步的井间精细对比奠定基础;然后基于单井沉积微相识别结果,根据岩心、录井及测井资料对沉积微相内部精细解剖,明确不同级别储层构型单元的识别标志;以河流相沉积模式为指导,建立井间储层构型单元的静态分布模型,实现对不同级别储层构型单元的定量表征;最后由注采动态资料的响应关系验证储层构型单元静态分布模型的合理性和准确性。研究结果表明,建立的彩南油田彩9井区三工河组储层构型单元静态分布模型与研究区实际生产情况吻合较好,对于油藏后期的开发具有指导作用。     

利用复杂结构井开发永安油田永3-1断块剩余油

永安油田永3-1断块属于典型的复杂断块油藏,经过30多年的开发,目前进入特高含水阶段,剩余油规模小且高度分散,直井挖潜难度大。根据永3-1断块剩余油分布情况,优化设计了绕锥水平井、跨断层阶梯水平井、跨断层多靶点定向井等复杂结构井挖掘剩余油潜力,分析了施工难点,提出了相应的技术对策。现场实施效果表明,永3-1断块日产油量提高了120多t,累积产油量4.84×104t,采收率提高9.6%,大大提高了储量动用程度。